研究背景与目的 [page::0][page::1]

• 随着可再生能源比例的上升，电力系统灵活性需求增加，需求侧灵活性（负荷调节等）潜力巨大但未被充分利用。

- 德国现行为能量市场辅以容量储备保障供电安全，政策讨论集中于引入容量机制（容量市场或容量储备）。

• 本文重点分析容量市场与先进可靠性备用容量（阈价500欧元/MWh）对需求侧灵活性投资的影响。

研究方法与模型架构 [page::5][page::6][page::7]

• 使用开源容量扩展模型DIETER，聚焦于德国电力市场，纳入工业、电厂工艺热和区域供热等多种需求侧灵活性选项。

- 设定2030年固定的可再生能源装机容量，煤电淘汰，基于不同气象年份对容量投资及运行进行优化。

• 两种政策场景：集中容量市场（容量目标101.3GW，容量支付），先进可靠性备用（设定激活价500欧元/MWh，备用容量不参与现货市场）。

关键数据与需求侧灵活性潜力 [page::9][page::10][page::35][page::36]

• 工业领域电弧炉、铝、电纸水泥、氯碱、空气分离工艺等具有不同时长的负荷可调节潜力，总装机负荷中10%可灵活调节。

- 过程热采用高温热泵和电阻加热，配套热储存，最大72小时储存周期。

• 区域供热通过大型地源热泵并配水储热系统，实现负荷移峰，年需求约95TWh热能。

容量机制对电厂组合的影响 [page::12]

• 容量市场情景下，天然气开循环（OCGT）容量高，容量储备情景OCGT市场容量较少，同时有35GW左右的容量作为备用单独存在。

- 备用容量不参与日常现货市场，仅在价格达到激活价时启动。

容量机制对电价的影响 [page::13]

• 容量市场有效上限最高电价约130欧元/MWh（OCGT边际成本），价格峰值受限。

- 备用容量允许价格在必要时上涨至400-500欧元/MWh，触发备用厂商发电，带来更高电价峰值和更大价格波动。

容量机制对需求侧灵活性投资的影响 [page::14][page::15][page::41]

• 容量市场下，因现货市场峰价受限，需求侧灵活性投资显著不足。

- 备用容量机制刺激需求侧灵活性投资：能源密集工业过程储能投资约为容量市场的7倍，过程热储能增加约25%，区域供热储能翻倍以上。

• 各气象年中均呈现此趋势，展示结果的稳健性。

备用容量使用情况 [page::16]

• 备用容量激活时间极少（7年内仅175小时，约占0.29%），多数时间仅部分利用。

- 激活小时数因气象年份差异较大，表明能缩减备用容量规模。

供电成本与政策启示 [page::17][page::22]

• 两种容量机制导致的总供电成本基本持平：容量市场因支付固定容量费而电价稍低，备用容量因激活价格较高电价峰值较高。

- 备用容量机制兼顾供电保障和灵活性投资，且可快速实施并更具适应性。

• 政策建议关注备用容量设计，在保障安全的基础上促进灵活性发展，助力向气候中性能源系统转型。

模型局限及展望 [page::17][page::18][page::19]

• 模型假设完美预见，忽略了电网约束及更多灵活性选项，因而估计结果对需求侧灵活性投资为上限。

- 未来可纳入更长时间的气象数据、更多灵活性资源（如家庭热泵、电动汽车等）进行进一步研究。

• 备用容量激活价设计需兼顾可信度与投资激励，作者建议为500欧元/MWh，既避免过低激活价削弱市场信号，也避免过高激活价不具备政治可接受性。

金融研究报告详细分析 —— 《先进可靠性储备激励灵活性投资，同时保障电力市场》（An advanced reliability reserve incentivizes flexibility investments while safeguarding the electricity market）

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一、元数据与概览

• 报告标题: An advanced reliability reserve incentivizes flexibility investments while safeguarding the electricity market

- 作者: Franziska Klaucke, Karsten Neuhoff, Alexander Roth, Wolf-Peter Schill, Leon Stolle

• 发布机构: DIW Berlin（德国经济研究所），KU Leuven（比利时鲁汶大学）相关部门

- 日期: 文章参考的内容最新至2025年，包含针对2030年的情景分析

• 研究主题: 研究德国电力市场中不同容量机制（先进可靠性储备 vs. 集中容量市场）对需求侧灵活性投资的影响，特别强调安全供应保障与市场灵活性之间的权衡。

- 核心论点:
- 当前德国及很多国家探讨通过容量机制保障电力安全供应，主要机制有集中容量市场和容量储备。
- 随着风能和太阳能等可变可再生能源比例上升，电力系统灵活性需求增长，需求侧灵活性技术潜力大但利用不足。
- 中心化容量市场有效限制了现货市场峰值价格，降低了需求侧灵活技术的投资激励。
- 先进的可靠性储备（具有中等偏高的启用价格）能够极大激励需求侧灵活性投入，同时保持整体电力供应成本及保障水平近似，兼具更高弹性和更快实施可能。
- 建议政策制定者考虑采用先进可靠性储备以促进灵活性技术发展和能源系统转型。[page::0]

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二、逐节深度解读

1. 引言与背景

• 德国能源转型依赖大量可再生能源（风能、光伏），其波动性带来电力供需不匹配挑战。

- 系统灵活性至关重要，可来源于供给端（如调峰机组）及需求侧（工业负荷转移、储能等）。

• 需求侧灵活性具有成本节省、减少化石能源依赖及减诉配网扩容压力的优点，但目前利用率低。

- 德国电力市场目前为能源现货市场，加之部分容量储备以应对极端供需状况，容量机制成为确保安全供应的政策焦点。

• 容量机制的设计需要重新考量需求侧灵活性，相关研究仍有限。

- 本文通过开放源码的容量扩展模型，结合工业、电热、区域供暖的需求侧灵活性潜力，分析集中容量市场和先进可靠性储备两种机制对灵活性投资的影响。[page::1]

2. 理论基础与容量机制介绍

• 理论上完美能源市场价格应激励容量充足，但现实中的价格上限、风险交易市场不完善、可再生能源比例上涨带来的价格不确定性，导致“缺少资金”问题。

- 两类主流容量机制：
1. 集中容量市场：监管机构确定容量需求并招标，赢标者获得固定容量费外加市场电价收益。
2. 容量储备（战略储备）：调度容量隔离于市场外，只有当市场无法清算或价格达到高触发价时才启用。

• 本文重点研究激活价适中的“先进可靠性储备”，以求平衡激励和可信度。

- 现有文献未充分分析容量机制与需求侧灵活性的相互作用。已有部分针对需求响应的研究较为片面，未全面覆盖投资成本与市场机制影响。[page::2][page::3][page::4]

3. 方法论及建模细节

• 模型工具: 使用开放源码容量扩展模型 DIETER，线性优化最小化系统总成本（投资+运营），考虑全年度逐小时数据，反映可再生能源波动和灵活性。

- 模型重点聚焦德国市场，含丰富需求侧灵活性选项（工业、电热、区域供暖）。

• 电力供需基本假设：2030年政府规划的可再生能源装机容量（PV 215GW，陆上风115GW，海上风30GW），煤电退出，部分机组容量为内生变量（燃气机组、储能、电解质与氢气电厂及需求侧灵活性）。

- 需求假设总电力约700TWh/年，考虑了区域供暖的电气化需求，时序数据来自ENTSO-E、热需求估算等。

• 需求侧灵活性具体分类：

1. 高耗能工业：钢铁、电解铝、水泥、纸浆等，假设10%电负荷可调节，配套产品存储支持时间转移。
2. 工艺热：采用高温热泵（160°C以内）和电阻加热器（200-500°C）达到不同温度工艺需求，配备70%容量的热储能（72小时存储期）。
3. 区域供暖：由大型地热热泵供热，配套90%效率的热储水箱，存储量模型内优化确定。

• 政策情景：

- 集中容量市场设定101.3GW全额签约容量，侧重燃气和氢储。
- 先进可靠性储备设定启用价为500欧元/MWh，存量由监管机构管理，仅在价格触达时启用。
- 两方案下需求侧灵活性不参与容量支付，仅依赖现货市场收入。[page::5][page::6][page::7][page::8][page::10][page::11]

4. 关键结果解读

4.1 装机组合比较（图表2）

• 先进可靠性储备场景下，市场中直接出清的OCGT（开循环燃气）装机显著少于集中容量市场。

- 可靠性储备之外有约35GW装机作为“储备容量”，不参与市场直接交易。

• 集中容量市场全部装机参与市场，价格波动性较低。[page::12]

4.2 现货市场电价分布（图表3）

• 集中容量市场电价峰值常被燃气机组边际成本（约130€/MWh）所限制，价格调幅较窄。

- 先进可靠性储备允许价格最高触及500€/MWh的启用门槛，峰值价格差异显著，用于激励需求侧灵活。

• 除峰值时段外，两方案电价水平差异不大。

- 不同气象年份间价格波动远超不同容量机制间差异。[page::13]

4.3 需求侧灵活性投资（图表4）

• 集中容量市场因峰值电价被抑制，导致需求侧投资低迷。

- 可靠性储备启用价高，价格波动大，促进：
- 能源密集工业储能投资几乎为容量市场7倍
- 工艺热储能增加约25%
- 区域供暖热储能增加逾两倍

• 此趋势在不同气象年度下持续显著。[page::14][page::15]

4.4 可靠性储备启用情况（图表5）

• 先进可靠性储备启用时间极低，约占全年小时0.29%（7年样本中175小时）。

- 启用时一般远未满载运作。

• 说明真实需求储备容量可能低于模型中设定，模型基于极端气象年（2009年）配置储备。

- 储备启用设计的灵活性强于集中市场。[page::14][page::16]

4.5 平均电价与供电成本（图表6）

• 集中容量市场容量费固定约5.9€/MWh，可靠性储备年均容量及启用费较低且随启用次数变动（1.8-2.0 €/MWh）。

- 集中容量市场均价因容量多且价格受抑制较低（平均批发价略低于可靠性储备），但两机制总成本相近（容量费+电价合计），约76.4€/MWh和77.6€/MWh。

• 成本差异主要源于能力机制扭曲：

- 容量市场压缩价格，压制需求侧灵活
- 可靠性储备运行时价格高，增加整体成本[page::15][page::16][page::17]

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三、图表深度解读

图1（第9页）：工业高耗能过程灵活负荷潜力

• 显示不同工业部门（电弧炉、铝业、水泥等）2030年可灵活调节的负载容量（MW）与负载转移时间尺度（3、12、72、336小时）。

- 总潜力在1500MW左右，长时间灵活调节负载量随时间尺度降低。

• 有助于后续需求侧灵活性容量规划，以判断可用负荷规模和调节持续时长[page::9]

图2（第12页）：两机制下装机容量分布

• 横轴为装机容量（GW），纵轴为技术类别。

- 容量市场中燃气联合循环机组（CCGT）和开循环机组（OCGT）装机量较大，储备容量不存在。

• 可靠性储备中市场内机组（CCGT、燃气等）少很多，约35GW容量置于储备（未参与市场）中（灰色虚线区）。

- 有助理解两机制对市场直接供给的不同影响。[page::12]

图3（第13页）：现货电价时长曲线

• 左图重点前400小时高价时段，右图显示全年价格分布。

- 容量市场（虚线）峰值受燃气机组成本限制，价格相对平稳。

• 可靠性储备（实线）价格随小时数梯度上升，最高价格该启用价500欧元/MWh。

- 体现储备机制允许更大价格波动，利于灵活性收益。[page::13]

图4（第15页）：需求侧灵活性储能容量

• 三个柱状图显示能源工业、工艺热和区域热储能在两机制下的投资规模（GWh）。

- 可靠性储备容量显著更大，表现需求侧灵活获更多投资。

• 反映容量市场平滑价格所致收益压缩，抑制灵活性。[page::15]

图5（第16页）：先进可靠性储备启用小时与利用率

• 曲线显示7年内不同年份中储备容量利用分布。

- 启用小时极少，且利用率多次在50%以下。

• 佐证储备机制只在极限情况下启用，容量冗余可调节特性明显。[page::16]

图6（第17页）：各年均电价与容量费用

• 叠加柱显示批发电价（深色）与容量机制征费（浅色）。

- 容量市场容量费恒定，可靠性储备容量费略低随年变化。

• 两机制总体年均供电成本近似，经济效率相当。

- 重申效率差异源于价格机制与灵活性激励间的权衡。[page::17]

图C.7（第41页）：不同气象年份下需求侧灵活投资分布

• 节点图表示7个气象年中，不同工业及工艺部门灵活容量投资分布。

- 可靠性储备始终显著高于容量市场。

• 体现气象条件对模型输出的不确定性，但机制间趋势稳定。[page::41]

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四、估值分析

虽非典型金融估值，本文通过成本收益视角对容量机制效果进行评估：

• 容量机制投资成本: 容量市场容量费基于年化投资与固定成本计算；可靠性储备容量费包含容量和运行激活费，实际激活带来变动成本补偿。

- 成本组成分析: 两机制容量及变动电价组合决定整体供电成本，约束其长期均衡水平。

• 价格激励机制: 集中容量市场价格峰值受抑制，降低灵活性技术潜在收益，影响其投资回报率。

- 峰值电价设定: 先进可靠性储备启用价格设置为500€/MWh，兼顾激励功能与政策可信度。

• 敏感性: 不同气象年、储备容量配置、技术成本假设等均可能影响模型结果和最优投资。[page::10][page::11][page::16][page::20][page::21]

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五、风险因素评估

报告中主要识别及讨论的风险因素包括：

• 模型假设风险：

- 完美信息假设导致未来价格和发电情况“完美预知”，或高估需求侧灵活实际利用。
- 忽略电网约束，可能导致局部瓶颈，对灵活性和容量需求估计偏差。
- 限于水平，未考虑跨境交易、分布式发电和灵活性等，多少低估潜在整体灵活性。
- 样本气象年份有限，可能缺失极端长时段低风光事件，影响资源充裕度判断。
- 假定需求侧无法参与容量市场支付，实际部分市场对需求侧有所开放，实际激励可能更复杂。

• 政策设计风险：

- 容量机制尺寸确定过大或过小风险，对市场动态和成本效率影响显著。
- 可靠性储备激活价格设定可能面临政治压力，若设过高难以维持，过低则抑制市场投资。

• 技术与市场发展风险：

- 技术成本、市场规则、需求响应潜力等不确定性。
- 未来电力市场演变，行业结构、电气化进展、可再生能源装机变化均可能影响结论。

报告对上述风险多有披露，提出可靠性储备灵活调整容量和缓解政策风险的优势。[page::17][page::18][page::19][page::20]

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六、批判性视角与细微差别

• 对需求侧灵活性偏低的考虑：

报告固定2030政策目标，忽视了更长远的更高灵活性需求和潜力，未来灵活性红利可能更大，当前结论呈保守估计。

• 灵活性参与容量市场假设：

所有需求侧灵活不参与容量机制的设定或过于简化，虽然大部分容量市场门槛较高，但部分国家已有部分灵活性参与案例，实际激励结构可能更复杂。

• 模型范围局限：

电网限制、市场行为、法规环境等未建模，可能低估容量机制设计中的阻碍和实际效果偏差。

• 容量市场可能导致“过度容量”问题，可靠性储备能缓解但也存储储备过大风险，需后续动态调整。

- 先进可靠性储备启用价设置500€/MWh的主张合理但仍需经验验证，因现实政治经济环境中存在不确定调节压力。

• 气象年份影响较大，强烈暗示政策设计需兼顾极端情况，不可仅基于单一年份。

- 内部文本一致性好，结论逻辑连贯，但对需求侧复杂演进与交叉影响的描述尚浅。

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七、结论性综合

本研究通过详尽的模型分析对比了两种主流容量机制——集中容量市场和先进可靠性储备，在德国2030年电力市场中的表现及其对需求侧灵活性投资的影响。主要发现如下：

• 两机制均能保障电力系统安全供应，但激励机制差异显著：

- 集中容量市场导致批发价格峰值受限，显著压缩需求侧灵活性潜在收益，并使得灵活性投资受挤出，储能及需求响应投资规模小幅。
- 先进可靠性储备允许价格波动延展至启用价（500€/MWh），极大激励需求侧灵活性投资，尤其产业用电储能达容量市场的七倍以上。

• 两机制总体平均供电成本相近，容量市场因过度装机和压价带来效率损失，可靠性储备则因价格波动大带来运行成本提升，两者互相抵消。

- 先进可靠性储备具有容量灵活调节、快速推进实施、兼顾投资激励和保障可信度的优势，提供一个促进灵活性技术发展的“学习环境”，契合未来更高可再生能源渗透的趋势。

• 模型虽然基于完美预知、忽略电网瓶颈和部分灵活性参与容量市场的假设，但通过跨越不同气象年份验证了结论的稳健性。

- 政策建议集中在推动先进可靠性储备的采纳和设计优化，同时强调需关注容量机制与灵活性、市场风险、政策调控的细致互动。

• 未来研究应扩展到多年极端气象数据、细化需求侧灵活计入容量机制、新兴灵活资源的整合以及欧盟层面容量机制协调。

综上，本文用丰富的定量分析和政策背景，充分说明先进可靠性储备相较传统集中容量市场对电力系统灵活性投资的促进作用，强调其在能源转型中的重要价值[page::0-22,41]。

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附录与数据

• 需求侧灵活性定量基础来自详尽的工业数据处理（图1，表1，附录B）、技术经济参数表（附录A），带来模型现实感和可操作性。

- 图形、表格均发挥关键作用，辅助呈现容量配置、电价曲线、储能规模和储备启用等细节，为报告论证提供坚实数据支撑。

• 注重跨年度情景分析，评估气象条件对非确定性影响，增强研究可信度和实用性。

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全文分析结束。

报告